所谓的地质单元，系指地质特征和开发工程条件相似的地质块段[1-5]。2016年，“开发地质单元”这一概念被引入煤层气地质领域[6]，同年郑庄区块煤层气开发地质单元划分成果见诸报道[7]。此后，相继建立了煤层气乃至煤系气开发地质单元划分方法，并分别应用于云南老厂雨旺区块、鄂尔多斯盆地东北缘临兴区块评价实践[8-9]。尽管如此，先前鲜有给出煤层气开发地质单元的明确定义。笔者认为:煤层气开发地质单元是在煤层气区块内，为合理高效开发煤层气资源而划分的若干个地质单元，每一地质单元在三维空间上具有相似的煤层气地质、资源、储层和开发条件，可采用类似的工程技术措施进行开发。煤储层在沉积环境、物质组成、孔裂隙结构、煤体结构、力学性质以及煤层气赋存分布等方面具有极强的非均质性[10-11]，以及构造作用影响和地下水动力系统的变化，导致煤层气资源和开发地质条件在一定区域内变化很大甚至碎块化。若在煤层气区块内不考虑这些差异和变化，采用同一种钻井、压裂工艺参数、排采制度进行开发，势必出现在某一构造部位或断块内钻井、压裂工艺参数及排采制度与储层参数不匹配，最终影响开发效果。为此，笔者分析影响煤层气开发效果的地质储层参数，建立评价参数体系，提出煤层气开发地质单元划分方法，以临兴区块为例进行煤层气开发地质单元划分，以期服务于煤层气的高效开发。
1 评价参数体系及主要研究内容
煤层气勘探开发一般要经历资源勘查、有利区(甜点区)优选、勘探-开发先导性试验、开发部署及规模化开发等不同阶段。不同的勘探开发阶段，掌握资料的翔实程度不同，采用的方法存在一定的差异。从煤层气地质因素方面来讲，煤层气能否产出以及产出量的多少是由煤层气资源地质条件、煤层气产出动力地质条件和煤储层可改造性地质条件等共同决定的。煤层气地质资源条件是物质基础，煤层气产出动力地质条件是能量保障，储层可改造性地质条件是内外纽带。本节系统分析各项地质储层参数对开发效果的影响，建立评价参数体系，确定开发地质单元的研究内容。
1.1 评价参数体系
1.1.1 煤储层产气地质资源评价参数的选择
煤层气井是否具有产气潜力是由煤层气资源特征、储层特性和地质条件等共同决定的。丰富的煤层气资源量是实现煤层气高效开采的前提。煤层气资源量是由煤层厚度和含气量这两个参数决定的。煤层厚度决定了含气体积，煤层含气量影响了储层孔隙内气体分布浓度。明确区块内煤层的含气量和厚度分布情况是进行高产评价的重要资源基础。
煤储层特性影响了煤层气产出难易程度。煤层渗透率的大小影响着煤基质中解吸出的CH4气体和煤层中赋存的水运移的难易，较高的渗透率为煤层气高产提供高速运移通道保障。同时，储层压力的大小一定程度上决定了排水降压的幅度，是影响压力传播距离的重要影响因素之一，而临储比则很好的反映了煤层气解吸难度及解吸量。煤体结构是构造作用的产物，是影响煤层可改造性的重要参数。
构造水文地质条件主要影响煤层气的生成与富集、能量系统及地层供液能力大小等，主要参数包括围岩条件、水文地质条件、断层性质和发育规模，以及煤层底板构造曲率等。围岩条件对煤层的含气性、地层供液大小等均有影响。水文地质条件一方面控制着煤层气的运移富集，另一方面影响着煤层气开采时的排水降压速度和降压漏斗的形成。构造地质对煤层气富集高产、煤体结构的分布、构造曲率的大小、地应力场大小和方向等方面都会产生直接影响。
1.1.2 气体产出动力地质条件评价参数的选择
良好的煤层气产出动力地质条件是煤层气从储层运移到井筒产出的能量保障，主要参数有储层含气饱和度、临储比、地下水供液能力、储层压力及压力梯度等。其中，含气饱和度、临储比决定了煤层气储层的能量大小。煤层中含气量一定时，含气饱和度越大，可以解吸产出的煤层气越多;临储比越低，气体产出所需降低的储层压力就越大，排采工作量及难度就越大。压力梯度是水、气产出的主要动力，储层压力梯度越大，水、气运移越容易。
1.1.3 煤储层可改性地质条件评价参数的选择
影响煤储层可改造性的因素除了地质因素外，还有工艺技术及压裂辅助材料等因素。从地质角度来讲，影响储层可改造性的主要参数有煤体结构、主应力差、煤的脆性指数等[12]。煤体结构差异决定了裂缝能否形成及改造裂缝延伸的长度等，原生-碎裂结构煤发育区，压裂裂缝容易扩展并延伸;而糜棱煤中很难形成有效裂缝。主应力差越大，压裂裂缝定向性越强。煤的脆性指数越大，越有利于裂缝的扩展延伸。这些参数对压裂液的选择及工艺选型具有重要影响，并影响着产气效果。
1.2 主要研究内容
在一个煤层气区块内，基于不同段块(地质单元)煤层气资源地质条件、产出动力条件及储层可改造性的非均质性划分开发地质单元，工作的基础是进行储层精细描述和产气地质潜力评价，在此基础上耦合产出动力条件和储层可改造性，划分开发地质单元。因此，开发地质单元的主要研究内容如图1所示。
图1 开发地质单元的主要研究内容
Fig.1 Main research contents of development geological units
2 开发地质单元划分流程
煤层气开发地质单元的划分是建立在由点到面获取各项煤层气地质参数的基础上的，而由点到面获取的各项地质参数最终成果表达是等值线图。因此，我们可以将煤层气开发地质单元划分流程分为2部分:一是由点到面获取各项地质参数实现煤储层精细描述;二是通过对各项地质参数综合分析，建立一种评价和划分方法，实现区块内开发地质单元的划分。
2.1 煤储层精细描述方法
煤储层精细描述的目的是为了获取各项煤层气地质参数，其中包括点上参数和面上参数。
2.1.1 点(钻井)参数的获取
所谓点参数是指利用各类钻井的地质资料，精细解释、计算钻井揭露的主要煤层的各项地质参数。按照现行的煤层气勘探规范，某一煤层气勘探区块内都有一定数量的参数井、探井和生产试验井。参数井中包含有煤层段取心、现场观察描述，样品煤岩组分、工业分析、含气量、渗透率、等温吸附等分析测试数据。探井和生产试验井中有测井、录井、试井、压裂和部分排采等资料。而进入开发阶段的地区，大量开发井都有测井、压裂和排采资料，这就为求取和计算各项煤层气地质参数奠定了基础。
鉴于参数井和实测数据少，探井和生产试验井较多，以及所有钻井普遍具有测井资料的特点，要以测井资料解释为主，结合钻井、录井、试井、压裂和样品实测等资料和数据，建立相关模型，对各种参数进行求取。
通过查阅相关文献，对煤储层的各项参数获取的一般方法及优缺点进行总结，见表1。
表1 主要储层参数获取方法对比
Table 1 Comparison of acquisition methods of main reservoir parameters
煤储层参数获取一般方法关键求解方法优点缺点推荐方法含气量等温吸附模型[13]基于等温吸附实验+储层压力进行求解参数获取可靠、可精细化研究对游离气和溶解气难以预测,仅预测吸附气测井参数模型[14]根据测井响应参数与实测值拟合预测充分利用测井的多参数综合分析实测数据代表性对预测模型及结果影响大实测法逸散气+解吸气+残余气组成方法可靠样品点一般较少;逸散气量估算有时误差较大实测+等温吸附为首选;开发程度较高时,实测+测井备选煤体结构测井判识法[15]根据测井响应关键参数与取心观测进行拟合充分利用测井资料进行综合分析若钻井分布不均,制约精细化研究观测法钻井取心观测方法可靠样品点少测井+实际观测+地质分析相结合渗透率F-S法实测值与深、浅侧向电阻率建立关系充分利用测井资料进行综合分析各地区比例因子、泥浆滤液电导率等值选取准确性对结果影响较大测井+GSI法以地质强度因子(GSI)为纽带,建立煤体结构-GSI-渗透率关系能定量表征煤体结构与渗透率关系GSI与渗透率关系的准确性对结果影响较大实测法基于达西定律钻煤柱实测或现场试井实测方法较可靠测试样品离散性大,样品点少构造曲率法根据受力变形对弯曲程度进行求解地质条件简单地区相对较适用构造曲率值与渗透率关系对结果影响较大测井+GSI实测相结合储层压力试井实测法根据达西定律,获取注水后压力变化、流量等数据进行反算方法可靠经费花费较多,数据点少排采实测法基于连通器原理方法可靠需要有煤层气生产数据埋藏史正演法气体状态方程结合埋藏史能对“点”储层压力进行预测地质历史时期埋藏史模拟准确与否对结果影响较大实测与埋深拟合法根据实测压力与埋深进行拟合地质条件简单地区较适用地质构造复杂时预测结果往往不准确开发程度高时用生产数据,开发程度低时埋藏史正演与实测结合地下水头高度储层压力与底板标高结合法液柱压力原理方法可靠储层压力数值的准确性对结果影响大地应力数值模拟法应用数值模拟软件设置边界条件进行模拟能对空间展布特征进行模拟研究地质构造复杂时模拟结果仅具有参考意义水力压裂计算法[16-17]根据水力压裂过程的停泵压力、破裂压力等参数求解能充分利用压裂资料进行预测压裂曲线异常时影响计算结果测井模型法根据泊松比、构造应力系数等参数来求取能充分利用测井资料进行预测构造应力系数取值对计算结果影响较大实测法应用测试仪进行测试方法可靠数据点少有压裂资料时采用水力压裂法;数据点少时多种方法结合煤的力学参数测井模型法基于岩体力学,应用纵波时差、横波时差等参数求解能充分利用测井曲线进行综合分析注意静、动态参数的校正实测法实验室测试方法可靠数据点少实测与测井求解相结合
2.1.2 面上各参数获取
一定区域内获取煤层气各项地质参数的空间分布和变化，并制作各参数量化的等值线图，是实现区域内开发地质单元划分的必要条件。数据点的数量以及插值方法的选择对绘制出的等值线图精度具有重要影响。常见的插值方法有最邻近插值法、三角网插值法、距离反比插值法、克里金插值法、样条函数插值法等[18]。各种插值法的特点对比见表2。
表2 常见的插值方法的特点对比
Table 2 Comparison of common interpolation methods
插值方法基本原理优点缺点推荐方法最邻近插值法根据周围3个点数据推算插值点数据算法简单、数据分布均匀时插值效果好数据点少或不均匀时插值效果不太好三角网插值法通过三角形构建网格,节点定义为已知点进行插值插值效果相对稳定前期数据处理工作量较大距离反比插值法根据待插值点与已知点距离为权重进行插值距离较近处插值效果较好缺值地区插值效果较差克里金插值法根据数据点分布确定合适范围后,确定函数进行插值点与点运用相对合理,较好的消除数据分布不均带来的误差人为经验很重要,缺值区插值效果不太好样条函数插值法分段函数求导得出最小值进行插值生成的数据较稳定对已知点数据可能有所改变克里金方法与人为经验相结合
获取一定区域内钻井(点)数据基础上，建议采用克里金插值方法结合人为经验，绘制各地质参数量化等值线图。
2.2 煤层气开发地质单元划分方法
2.2.1 已进入煤层气规模化开发阶段的地区
已进入规模化开发阶段的区块内钻井多且分布较广泛，除了参数井、探井和试验开发井外，还有许多开发井，资料积累丰富。在对煤层气地质各项参数精细描述和等值线图制作的基础上，通过对煤层气井排采数据与各项地质参数之间的相关性统计分析，根据煤层气井的产气量，按照高产井(I类)、中产井(II类)和低产井(III类)分别确定各地质参数的边界阈值，在此基础上根据开发动力地质条件和煤储层可改造性的参数，采用多参数叠加法实现开发地质单元的划分(如沁水盆地潘庄、樊庄、郑庄、柿庄南等区块)。
2.2.2 未进入煤层气规模化开发阶段的地区
未进入规模化开发阶段的煤层气区块内仅有少量的参数井、探井和试验开发井，钻井在区块内少且多集中分布。排采井的数据相对较少，或者排采时间较短，未进入稳定产气阶段，无法采用高产井、中产井、低产井的分类方法确定各地质参数的边界阈值。这种情况下，可以把各地质参数归类为基本地质条件、煤层气资源条件、煤储层地质条件、开发动力地质条件和煤储层可改造性地质条件五大类，采用层次分析+模糊评价法、灰色关联法、聚类分析法、加权平均法、神经网络法、粗糙概率法等方法分析研究，按照好-中-差，或者I-II-III类进行划分并确定不同类型在空间上的分布(如沁水盆地南部的安泽区块、鄂尔多斯东缘的临兴—神木等区块)。
2.2.3 开发地质单元划分结果优化
根据实际生产数据结合产能数值模拟，对不同煤层气开发地质单元划分结果进行合理性评价，进而修正参数阈值，优化地质单元划分结果。
开发地质单元划分方法如图2所示。
3 应用实践
3.1 研究区地质概况
本次以鄂尔多斯盆地东北缘临兴区块北部的康宁气区8+9号煤层为例进行开发地质单元划分。目前该区仅进行了几口煤层气井的排采，尚未进入煤层气规模化开发。本次以测井资料解释分析为主，结合地质、钻井、录井、压裂、试采、实验室测试等资料，精细描述研究区8+9号煤储层地质参数，划分开发地质单元。研究区主要以褶皱构造为主[19]，研究区位置及8+9号煤层顶部海拔标高等值线如图3所示。
3.2 煤储层精细描述
3.2.1 煤层埋深及封闭性特征
(1)煤层埋深。
根据钻井、测井资料得出钻井点处煤层埋深，采用克里金插值法，得出埋深等值线，如图4所示。由图4可看出，研究区8+9号煤层埋深较深，达到1 700～2 000 m。
图2 开发地质单元划分方法
Fig.2 Classification method of development geological units
图3 研究区区域位置及8+9号煤层顶板标高等值线
Fig.3 Location of the study area,and the elevation of the top of No.8+9 coal seams
图4 8+9号煤层埋深等值线
Fig.4 Depth contour of No.8+9 coal reservoir
(2)围岩封闭性。
煤储层盖层的封闭能力强弱主要取决于盖层顶底板的岩性、厚度及其距离煤层的远近等参数。本次引入综合渗透指数来反映煤储层盖层的封闭性。综合渗透指数计算公式为
(1)
式中，Q为煤储层盖层综合渗透指数;hi为统计层段内岩层单层厚度，m;qi为统计层段内岩层渗透性调整系数;ni为岩层中点距煤层中点的距离，m。
以临兴地区细砂岩为基准，定义其渗透性调整系数q=1，其他岩层的渗透率与细砂岩渗透率比值即为其对应岩性的调整系数。根据测井资料及实测渗透率，建立渗透率与孔隙度之间的关系，即
(2)
式中，k为某一岩性的渗透率，10-15m2;φ为某一岩性的孔隙度，%。
通过统计顶、底板50 m范围内的岩性、厚度，并对其渗透率进行计算，最终得出8+9号煤层顶、底板综合渗透指数，如图5所示。由图5可看出，研究区8+9号煤层顶板在西北部和紫金山隆起附近封闭性较差，底板封闭性较好。
图5 8+9号煤层顶、底板综合渗透指数等值线
Fig.5 Comprehensive permeability index contour of top and roof about No.8+9 coal seam
(3)构造曲率。
构造曲率反映了煤层受多期构造作用后的整体弯曲变形程度。根据文献[20-21]的构造曲率计算方法，结合底板标高数据，得出8+9号煤层构造曲率，单位为10-6m-1，如图6所示。由图6可看出，构造曲率存在多个圈闭区。
图6 8+9号煤层构造曲率
Fig.6 Tectonic curvature contour of No.8+9 coal reservoir
3.2.2 煤层气资源条件参数分布特征
(1)煤层厚度。
根据钻井、测井，得到了8+9号煤层厚度的空间分布特征(图7)。8+9号煤层的厚度变化较大，紫金山隆起附近煤层厚度相对较薄，东部煤层较厚。
图7 8+9号煤层厚度等值线
Fig.7 Thickness contour of No.8+9 coal reservoir
(2)含气量。
因该区8+9号煤层埋藏深，需要考虑温度对煤吸附能力的影响。根据文献[22]，实验室进行不同温度、不同镜质组反射率下的等温吸附实验，建立了含气量数学模型，即
(3)
式中，Vs为煤层实际含气量，m3/t;Ro,max为镜质体最大反射率，%;T为煤层井温，℃;P为储层压力，MPa;S为含气饱和度。
根据试井测试的储层压力与埋深相关关系(图8)，结合煤层埋深数据，可得出8+9号煤层储层压力分布。
图8 储层压力与埋深的相关性
Fig.8 Relationships between reservoir pressure and burial depth
根据研究区30余口井的井温测试资料，可得出8+9号煤层温度等值线，如图9所示。根据10余口的镜质组反射率测试结果结合数值模拟，得出镜质组反射率等值线，如图10所示。
图9 8+9号煤层温度等值线
Fig.9 Temperature contour of No.8+9 coal reservoir
图10 8+9号镜质组反射率等值线
Fig.10 Vitrinite reflectance contour of No.8+9 coal reservoir
由实测含气量、兰氏体积、兰氏压力、储层压力可计算出对应点的含气饱和度。含气饱和度与井温、埋深对数关系如图11所示。
图11 井温和埋深与含气饱和度关系
Fig.11 Relationships between temperature，depth and gas saturation
含气饱和度与井温、埋深对数进行拟合，得
S=-0.006T-0.895ln H+7.6
R=0.616
(4)
式中，H为煤层埋深，m。
计算得出含气量分布，如图12所示。由图12可看出:研究区含气量中北部以及受紫金山岩体影响的区域含气量一般为12.5～18.0 m3/t。
图12 8+9号煤含气量等值线
Fig.12 Gas content contour of No.8+9 coal reservoir
3.2.3 煤层气资源地质条件参数分布特征
(1)煤体结构。
此次研究在煤体结构GSI表征的基础上，通过GSI表征值与测井参数的相关性分析，建立煤体结构GSI表征值的测井解释模型，从而实现煤体结构的定量表达[23]。根据取心，结合煤体结构的GSI的表征方法，建立研究区煤体结构的GSI值与煤体结构对应关系，见表3。
表3 研究区GSI值与煤体结构对应关系
Table 3 Correspondence between GSI value and coal structure in the study area
GSI值传统的煤体结构70～100原生结构煤60～70原生-碎裂结构煤50～60碎裂煤40～50碎裂-碎粒煤20～40碎粒煤0～20糜棱煤
通过声波时差DT、自然伽马GR、密度DEN、补偿中子响应CNCF，建立煤体结构表征值与多种测井参数的相关性，即
GSI=aDT24+bGR+cDEN+dCNCF+e
(5)
其中，DT24为声波时差，s/m;GR为自然伽马，API;DEN为煤的密度，g/cm3;CNCF为补偿中子，pu。拟合得出各系数分别为:a=-0.388，b=0.157，c=-1.202，d =-0.317，e=90，相关系数R2=0.89。
对单井进行煤体结构纵向解释，进而揭示了单井煤体结构GSI均值分布规律(图13)。8+9号煤层GSI值为35～65，大部分集中在40～50，主要以碎裂-碎粒煤为主，平均为45。
图13 8+9号煤储层GSI等值线
Fig.13 GSI contour of the No.8+9 coal reservoir
(2)渗透率。
本次根据阵列声波测井计算渗透率，公式为
(6)
式中，K为煤储层渗透率，10-15 m2;a′为根据实测渗透率而定的常数;Rs为深探测深度电阻率，Ω·m;Rm为中探测深度电阻率，Ω·m;Rq为浅探测深度电阻率，Ω·m。
统计发现:井径越大，初始阵列感应电阻率越小，随着探测深度的增加，井径对阵列感应电阻率的影响越小。因此，选择探测深度较大的M2R3,M2R6,M2R9和M2R6,M2R9,M2R12两组数据做相对渗透率计算，两组数据的均值作为最终相对渗透率。然后根据计算的相对渗透率，结合式(6)求得渗透率。渗透率等值线如图14所示。由图14可看出，煤储层非均质性较强，东北部和东南部存在渗透率高值区，高值区与低值区相间分布。
(3)储层压力。
根据图8煤层埋深与压力关系，结合煤层埋深数据，得出储层压力分布，如图15所示。由图15可看出，储层压力与埋深具有较好的一致性。
3.2.4 气体产出动力地质条件参数分布特征
(1)含气饱和度。
根据式(4)，结合煤层温度、埋深资料，得出含气饱和度等值线，如图16所示。由图16可看出，研究区中北部含气饱和度较低，东北部含气饱和度较高。
图14 8+9 号煤层渗透率等值线
Fig.14 Permeability contour of No.8+9 coal reservoir
图15 8+9号煤储层压力等值线
Fig.15 Reservoir pressure contour of No.8+9 coal reservoir
图16 8+9号煤层含气饱和度等值线
Fig.16 Gas saturation contour of No.8+9 coal reservoir
(2)临储压力比。
临界解吸压力可采用等温吸附方程求得，即
(7)
式中，Pcd为临界解吸压力，MPa;VL为兰氏体积，m3/t;PL为兰氏压力，MPa。
通过计算得出临界解吸压力等值线，如图17所示。由图17可看出，临界解吸压力一般为6.25～11.00 MPa，跨度较大，存在3处高值区。临储压力比等值线如图18所示。由图18可看出，紫金山隆起及中北部临储压力比较低，东部、西部和中南部临储压力比较高。因储层压力与埋深之间相关性好，在此未做储层压力梯度等值线图。
图17 临界解吸压力等值线
Fig.17 Critical desorption pressure contour
图18 临储压力比等值线
Fig.18 Critical reservoir ratio contour
(3)地下水头分布特征。
根据研究区煤层底板标高、储层压力数据，得出8+9号煤层的地下水头高度等值线，如图19所示。由图19可看出，研究区西南部、中北部的地下水头较低。
图19 8+9号煤储层水势等值线
Fig.19 Water level contour of the No.8+9 coal reservoir
3.2.5 储层可改造性地质条件参数分布特征
(1)水平应力及主应力差。
本次根据水力压裂曲线结合测井计算水平最大主应力和水平最小主应力。水力压裂法的计算公式为
(8)
式中，σh为水平最小主应力，MPa;pISTP为压裂瞬时停泵压力，MPa;σH为水平最大主应力，MPa;pf为破裂压力，MPa;po为地层孔隙压力，MPa;St为岩石抗张强度，MPa。
因现场进行水力压裂的井较少，采用测井法计算公式为
(9)
式中，ν为泊松比;A,B为地质构造应力系数，为区域常数;σv为上覆静岩压力，MPa;φ′为地层孔隙压力贡献系数;Pp为地层孔隙压力，MPa;vP,vs为岩石的纵、横波速，m/s;ρm为岩石骨架体积密度，g/m3;vmp，vms为岩石骨架的纵、横波速，m/s;ρ为岩石密度，g/m3。
2种计算方法相结合，得出研究区水平最大主应力、水平最小主应力以及主应力差。如图20所示。
图20 8+9号煤层水平最大主应力、最小主应力和主应力差等值线
Fig.20 Horizontal maximum principal stress contour，horizontal minimum principal stress contour，main stress difference contour of the No.8+9 coal reservoir
(2)脆性指数。
本次采用实验测试获得的静态力学参数和测井计算的动态力学参数校正，根据文献[24]有
(10)
式中，W为脆性指数;Emax，Emin分别为最大和最小弹性模量，GPa;νmax，νmin分别为最大和最小泊松比。
根据式(10)得出8+9号煤层的脆性指数空间分布，如图21所示。由图21可看出，煤的脆性指数分布非均质性较强。
图21 8+9号煤脆性指数等值线
Fig.21 Brittleness index contour of the No.8+9 coal reservoir
3.3 开发地质单元划分
分析煤储层参数分布发现:研究区煤层厚度、含气量、含气饱和度、构造曲率、临储压力比、煤体结构和渗透率变化较大;储层压力梯度变化小，地下水势、围岩封闭性对含气量、排采时围岩向煤层中水的补给等影响较小。因此，采用层次分析的思路，选取厚度、含气量、含气饱和度、构造曲率、临储压力比、煤体结构和渗透率等变化大、对煤层气井产气量影响较大的参数进行产气潜力评价[25-26]。煤层厚度分类根据薄、中厚、厚、巨厚煤层的分类方法，以≥8.0,3.5～8.0,1.3～3.5，<1.3 m为界限，分别赋值4,3，2,1。研究区煤变质程度主要为中、高变质程度煤，根据煤层气资源储量规范[27]，结合该区实际含气量及他人研究成果，含气量分别以≥16,12～16,8～12，<8 m3/t为界限，分别赋值4,3，2,1。根据含气量，可计算出对应的含气饱和度的界限值，即≥0.70,0.55～0.70,0.35～0.55,<0.35;以煤体结构的4类分法对应的GSI值作为其界限，即GSI的界限值为≥60,60～40,40～20,<20;根据GSI值与渗透率关系，结合该区渗透率分布，渗透率界限值为≥0.3×10-15,0.2×10-15 ～ 0.3×10-15,0.1×10-15～ 0.2×10-15,<0.1×10-15 m2。根据构造曲率与渗透率的对应关系，确定出构造曲率的界限值为:-20×10-6<r<-5×10-6或10×10-6<r<25×10-6,25×10-6<r<50×10-6或-40×10-6<r<-20×10-6,-5×10-6<r<10×10-6,r>50×10-6或r<-40×10-6。根据含气量、储层压力等情况，确定出临储压力比临界为≥0.5,0.5～0.25,0.25～0.1,<0.1。最后将7个参数的总分与满分的比值作为产气潜力值，并绘制潜力值等值线如图22所示。
图22 8+9号煤层潜力值等值线
Fig.22 Potential value contour of No.8+9 coal reservoir
为了进一步剖析开发地质单元的特征，重点突出与开发相关的产出条件和开发条件，在潜力值确定的基础上进一步划分开发地质单元类型。取潜力值≥0.53,0.42～0.53,<0.42时，分别为产气甜点区、一般区和不利区。产出条件中，地下水势与含气量关系不明显，该区围岩对煤层的补给较弱，本次评价时不再考虑地下水势对产气的影响。
把含气饱和度、临储压力比的前两个界限合并，压力梯度按照超压、常压和欠压进行分类，采用模糊矩阵计算和专家打分方式，确定含气饱和度、临储压力比、压力梯度的权重分别为0.4,0.4和0.2，以综合评价结果≥0.6,0.4～0.6,<0.4成为有利型、较有利型和不利型，用I,II,III表示。开发条件中，根据煤体结构GSI值把原生结构煤和碎裂煤归为一类、碎裂-碎粒煤和碎粒煤为一类，糜棱煤为一类，即GSI值≥50,20～50,<20。压裂裂缝实验表明:主应力差<4 MPa时裂缝形态复杂，4～6 MPa时裂缝存在一定方向性，>6 MPa容易形成相对简单缝[28]。确定主应力差的界限值为≤4,4～6,>6 MPa。根据煤体结构对应的弹性模量、泊松比，结合煤体结构的界限，脆性指数的界限值为:≥0.5,0.3～0.5,<0.3。权重分别为0.50,0.20,0.30，以综合评价结果≥0.6,0.4～0.6,<0.4成为有利型、较有利型和不利型，用1,2,3表示。通过多参数叠加，划分出开发地质单元(图23)。
图23 8+9号煤层气开发地质单元
Fig.23 Geological unit of the No.8+9 coalbed methane development
由图23可以看出，研究区共划分了3个级别潜力区共38个开发地质单元，其中“甜点”区10个，包括2个产出条件和开发条件均有利的I1类开发地质单元，3个产出条件有利、开发条件一般的I2类开发地质单元，1个产出条件有利、开发条件较差的I3类开发地质单元，3个产出条件和开发条件均一般的II2类开发地质单元，1个产出条件不利、开发条件有利的III1类开发地质单元。潜力“一般”区共划分了20个开发地质单元，潜力“不利”区共划分了8个开发地质单元。由划分结果可看出，开发地质单元的划分既反映出了煤层气的产气潜力，同时又反映出了产出条件和开发条件的相对优劣，为单井施工时开发工艺选型提供了重要指导。
4 结 论
(1)进行煤层气开发地质单元划分，为“地质-工程-排采”一体化及煤层气高效建产区建设提供有效地质支撑，是实现煤层气田高效开发、提高单井施工针对性的重要保障。
(2)基于煤层气资源条件、气体产出条件和开发条件的“三单元法”的煤层气开发地质单元划分可以更精确的解剖地质、储层和开发条件。产气潜力评价结果与气体产出、开发条件的多参数叠加方法划分出的煤层气开发地质单元既体现产气潜力的差异性，又为储层改造工艺选择指明了方向。进行不同开发地质单元划分可有效减少工程施工的盲目性，提高煤储层地质属性与开发工艺选择的匹配度以及开发的成功率。
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